МИНОБРНАУКИ РОССИИ
РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина

Филиал РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина в г. Оренбурге
Отделение	Разработка, эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

КУРСОВАЯ РАБОТА

по дисциплине	Разработка и эксплуатация месторождений природного газа

на тему	Анализ основных показателей разработки зоны, дренируемой
скважинами, подключенными к УКПГ-2 Оренбургского НГКМ

«К ЗАЩИТЕ»		ВЫПОЛНИЛ:
		Студент группы	ОРГ 17-01
			(номер группы)
Фролова Тамара Викторовна		Мкртчян Эдик Самвелович
(должность, ученая степень; фамилия, и.о.)		(фамилия, имя, отчество)
(подпись)		(подпись)
(дата)		(дата)

---

Оренбург, 20

22

МИНОБРНАУКИ РОССИИ

РГУ НЕФТИ И ГАЗА (НИУ) ИМЕНИ И.М. ГУБКИНА


Филиал РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина в г. Оренбурге

Отделение «Разработка, эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

ЗАДАНИЕ НА КУРСОВУЮ РАБОТУ
по дисциплине «Разработка и эксплуатация месторождений природного газа»

на тему «Анализ основных показателей разработки зоны, дренируемой скважинами, подключенными к УКПГ-2 Оренбургского НГКМ»
Дано студенту Мкртчяну Эдику Самвеловичу группы ОРГ-17-01

^{(фамилия, имя, отчество в дательном падеже) (номер группы)}
Содержание работы:

1. 
   Краткая характеристика зоны УКПГ-2.
   
2. 
   Рассчитать запасы газа зоны, дренируемой скважинами, подключенными к УКПГ-2, по фактическим данным эксплуатации этой зоны.
   
3. 
   По данным таблицы «Показатели разработки…» рассчитать изменение забойного давления по годам по заданным значениям устьевого (рабочего) давления и дебитам газа и конструкции «средней» скважины.
   
4. 
   Рассчитать скорости газа на забое. Определить скважины, в которых возможно образование столба жидкости, выдать рекомендации по эксплуатации этих скважин.
   
5. 
   Сравнить фактические и проектные показатели разработки с начала эксплуатации: Р_пл(t), Р_заб(t), Р_у(t), n(t), q_ср(t), Q_год.(t)_, Q_{газ.нарас.}(t).
   

Исходные данные для выполнения работы:

1. 
   Плотность пластовой смеси при стандартных условиях – 0,834 кг/м³.
   
2. 
   Текущий технологический режим работы газоконденсатных скважин
   
3. 
   Основные показатели разработки с начала эксплуатации залежи по 2019 г. включительно.
   

Рекомендуемая литература:

1. 
   Алиев З.С, Мараков Д.А. «Разработка месторождений природных газов», М. ООО «МАКС Пресс» 2011.
   
2. 
   Алиев З.С., Бондаренко В.В. Руководство по проектированию разработки газовых и газонефтяных месторождений. 2002 г.
   
3. 
   Закиров С.Н. Теория и проектирование газовых и газоконденсатных месторождений. М.: Недра, 1989 г.
   

Графическая часть:

1. 
   Построить график зависимости P/Z = f(Qдоб). Указать дренируемые запасы газа.
   
2. 
   Табличные данные фактических и расчетных значений пластового и забойного давлений.
   
3. 
   Табличные данные расчетных значений скорости потока газа на забое и устье скважин.
   
4. 
   Построить сравнительный график фактических и проектных основных показателей разработки (Р_пл, Р_з, Р_у, q, п, Q_год, Q_нак) с начала эксплуатации и до 2020 г. Дать сравнительную оценку полученным результатам.
   

---

Руководитель:	к.т.н.		доцент				Фролова Т.В.
	(уч.степень)		(должность)		(подпись)		(фамилия, имя, отчество)

Задание принял к исполнению:	студент				Мкртчян Эдик Самвелович
			(подпись)		(фамилия, имя, отчество)

РЕФЕРАТ

Курсовая работа 28 с., 8 рис., 6 табл., 5 источников.

ОРЕНБУРГСКОЕ НГКМ, ЗАПАСЫ ГАЗА, ОСНОВНЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ РАЗРАБОТКИ, ГОДОВЫЕ ОТБОРЫ ГАЗА, ПЛАСТОВОЕ ДАВЛЕНИЕ, ФОНД СКВАЖИН, ДЕБИТ ГАЗА.

Объектом исследования является зона, дренируемая газоконденсатными скважинами, подключенными к УКПГ-2 ОНГКМ.

Целью работы является анализ изменения основных показателей в процессе разработки зоны, дренируемой скважинами, подключенными к УКПГ-2. Сравнение фактических и проектных показателей, причины их различий.

В курсовой работе выполнен анализ характера изменения пластового давления в зоне УКПГ-2, определены текущие извлекаемые запасы газа методом падения пластового давления. Рассчитаны скорости потока газа на забое и устье скважин.


СОДЕРЖАНИЕ

	Стр
Введение	6
1 Краткая геологическая характеристика Оренбургского НГКМ	7
1.1 Общие сведения о районе	7
1.2 Емкостные и фильтрационные свойства залежи	8
2 Анализ характера изменения основных показателей разработки зоны УКПГ-2	11
2.1 Анализ изменения пластового давления в зоне УКПГ-2	11
2.2 Подсчет запасов газа	12
2.3 Анализ изменения забойного и устьевого давлений УКПГ-2	15
3 Анализ состояния фонда скважин, подключенных к УКПГ-2	18
3.1 Расчет скорости газового потока	19
3.2 Анализ годовых отборов газа, конденсата, воды	23
3.3 Анализ среднесуточных дебитов скважин	25
Заключение	27
Список использованных источников	28

---

ВВЕДЕНИЕ

Оренбургское НГКМ введено в промышленную эксплуатацию в 1974 году и является одним из крупнейших месторождений. В настоящее время месторождение вступило в период падающей добычи газа. Важно спрогнозировать изменение основных показателей разработки как месторождения в целом, так и его отдельных зон, эксплуатируемых скважинами, подключенными к отдельным УКПГ.

При прогнозировании основных показателей разработки на перспективу должны учитываться результаты анализа этих показателей за период разработки месторождения, который включает в себя сравнение проектных и фактических показателей. С помощью анализа проверяется соответствие исходных данных, принятых при проектировании, с фактическими данными, полученными в процессе разработки месторождения.

В курсовой работе выполнен анализ основных показателей зоны, дренируемой скважинами, подключенными к УКПГ-2.

Выполнены расчеты распределения давления и температуры по стволу скважин. По заданным значениям устьевых давлений, дебитов, конструкции скважин рассчитаны забойные давления.

1 Краткая геологическая характеристика ОНГКМ
1.1 Общие сведения о районе

ОНГКМ в административном отношении расположено в пределах Оренбургского, Переволоцкого, Илекского районов Оренбургской области. Северный контур его проходит непосредственно через южную окраину города Оренбурга. Месторождение пересекает железнодорожная магистраль Москва-Ташкент, шоссе Оренбург-Илек, имеется разветвленная сеть грунтовых дорог. На площади месторождения находятся села: Чесноковка, Красный холм, Татищево, Городище, Дедуровка, Нижняя Павловка, Первомайский.

В топографическом отношении ОНГКМ расположено в широкой, хорошо разработанной долине р. Урал, имеющей асимметричное строение. Левый склон долины пологий, плавно понижающийся в северном направлении до отметок от 68 до 90 м. Правый склон более крутой. Отметки поверхности в пределах месторождения достигают от 180 до 193 м. Река Урал протекает через всю площадь с востока на запад и имеет ряд притоков.

Климат в пределах месторождения резко-континентальный. Температура изменяется от 40 летом до минус 42 ^оС зимой. За год в среднем выпадает от 413 до 933 мм осадков. Высота снежного покрова достигает от 30 до 40 см. Глубина промерзания грунта 1,8 м. Размер месторождения 105 х

---

20 км. По оси вала обособляются центральное, восточное и западное поднятия.

Артинско-среднекаменноугольная (основная) залежь ОНГКМ находится в промышленной эксплуатации с 1974 года. С 1985 года начался период падающей добычи.

1.2 Емкостные и фильтрационные свойства залежи

Природный резервуар основной залежи имеет очень сложное строение. Схематический продольный профиль ОГКМ представлена на рисунке 1.1. Разрезы скважин сравнительно уверенно сопоставляются по всей территории структуры, что позволяет выделить и проследить в них пласты коллекторов и плотных разностей известняков. Характерная особенность Оренбургского месторождения явно выраженная пластовость и наличие прослоев значительной толщины, имеющих региональное распространение, тип залежи массивно-пластовый.

Изучение минералогического состава пород показывает, что в целом отложения продуктивной толщи представлены чистыми известняками с единичными маломощными прослоями доломитов и глин. Для артинских и сакмарских известняков характерна повышенная доломитизация и сульфитизация пород.

Продуктивная толща делится на коллекторы и неколлекторы. Коллекторы подразделяются на следующие типы: поровый, порово-трещинный, трещинный, каверновый, щелевидный и различные другие состояния.

При подсчете запасов в 1981 году весь продуктивный разрез разделен на два типа коллекторов: поровый и трещинный. К поровому относятся разновидности порово-трещинных коллекторов с нижним пределом пористости 6 %. Проницаемостью 0,110^-15 м², средний коэффициент пористости составляет 12,3 %, газонасыщенность 0,65. Поровый тип коллектора составляет 35 % от газонасыщенного объема, остальная часть газонасыщенного разреза отнесена к трещинному типу коллектора со средним коэффициентом пористости 0,4 %, газонасыщенность 1 .



Рисунок 1.1 – Схематический продольный профиль ОГКМ

Таким образом, в поровых коллекторах сосредоточены основные запасы газа, фильтрация которых осуществляется через трещины. Посредством общей и детальной корреляции в 500 – метровой карбонатной толще было выделено 36 укрупненных пластов, объединенных в три эксплуатационных объекта, с двумя разделами между ними.

I объект – отложения артинского яруса до кровли сакмарского яруса, выделено 6 пластов.

Первый раздел (R-1) – верхняя толща сакмарского яруса

---

Смотрите также файлы

• Математика физика химия.docx

• Отчет по производственной практике Сроки прохождения практики с 19 января 2023 г по 15 января 2023 г.docx

• Расчет тарифных ставок по страхованию жизни.doc

• Аты Жні.docx

• ожа Ахмет Ясауи атындаы Халыаралы азатрік университеті леуметтікгуманитарлы ылымдар факультеті Бастауыш оыту педагогикасы мен дістемесі білім .docx